Разработка нефтяных месторождений

Кустовое бурение скважин поставило перед эксплуатационниками ряд проблем, связанных с безаварийным спуском и эксплуатацией УШГН. Установлено, что в интервалах набора кривизны, составляющих 2 градуса и более на 10 метров ствола скважины, возрастает число отказов оборудования. Причина заключается в возникновении изгибающих и сминающих сил, воздействующих на корпус и узлы насоса. Причинами отказов при этом являются износ пары цилиндр-плунжер и не срабатывания клапанов, что приводит к не герметичности насоса.

Поэтому важно соблюдение скорости спуска оборудования и глубины спуска установок, УШГН не должен попасть в интервал интенсивного набора кривизны.

В случае прекращения или уменьшения подачи жидкости необходимо проверить состояние насоса или отдельных деталей. Для проверки состояния невставного насоса сначала извлекают на поверхность штанги с плунжером, а затем трубы с цилиндром насоса. (В двухклапанном насосе при подъеме плунжера) Для извлечения вставного насоса поднимают только колонну штанг вместе с глубинным насосом.

О срыве клапана можно судить по уходу жидкости из насосных труб в скважине. После подъема штанг на поверхность проверяют состояние плунжера и клапанов насоса.

Причиной прекращения подачи жидкости насосом часто является сработанность плунжера или всасывающего и нагнетательного клапанов. Если сработаны клапаны, нужно сменить их сработанные детали и снова спустить плунжер с клапанами, не поднимая цилиндр.

Плунжер считается пригодным для дальнейшего использования при сохранности видимого слоя хрома на его поверхности и отсутствие значительных следов коррозии и глубоких царапин. Допускаются неглубокие продольные риски (если риски не по всей длине плунжера) и небольшая сработанность к концу плунжера. На плунжерах с канавками риски, пересекающие канавки, не должны быть расположены в смежных секциях. Если один конец плунжера сработан незначительно, допускается перевертывание плунжера, его верхний конец становится нижним, а нижний верхним. Основными причинами прекращения подачи является износ клапанов и плунжерной пары, а также много отказов из-за обрыва штанг.

Произведено 172 ремонта из-за негерметичности НКТ. Произведен 61 ремонт с обрывами штанг. Произошло 12 аварий с подземным оборудованием, в том числе по соединениям УЭЦН - 5 аварий, 5 аварий - по резьбе НКТ, 3 аварий ликвидированы при ПРС, остальные оставлены КРС.



7. Методы увеличения производительности скважин

В соответствии с принятой в настоящее время квалификацией современные методы увеличения нефтеотдачи пластов подразделяется на 5 групп: тепловые, газовые, химические, физические и гидродинамические. Иногда вторая, третья и четвертая группы методов объединяются общим названием физико-химические методы.

К группе тепловых методов относятся:

- паротепловое воздействие на пласт;

- внутрипластовое горячее;

- вытеснение нефти горячей водой;

- пароциклические обработки скважин.

К группе газовых методов относятся:

- воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);

- воздействие на пласт двуокисью углерода;

- воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

К группе химических методов относятся:

- вытеснение нефти, водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

- вытеснение нефти растворами полимеров и другими заглушающими агентами (метицеллюлоза, полимерно-дисперсные системы; сернокислый алюминий и др.);

- вытеснение нефти щелочными растворами (в том числе раствором тринатрийфосфата, дистиллярной жидкостью и др.)

- вытеснение нефти кислотами;

- вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.)

- системное воздействие на призабойнные зоны скважин;

- микробиологические воздействие;

К группе физических методов относятся:

- электромагнитное воздействие;

- волновое воздействие на пласт;

- гидроразрыв пласта;

- горизонтальные скважины;

К группе гидродинамических методов относятся:

- вовлечение в разработку недренируемых запасов;

- барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

- нестационарное (циклическое) заводнение;

- форсированный отбор жидкости;

- ступенчато-термальное заводнение;

Технологическая эффективность применения МУН характеризуется:

- дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта, т.е. добычей с дополнительно приращенных извлекаемых запасов нефти.

Если применение МУН требует дополнительного уплотнения (разреживания) сетки скважин, то эффективность применения метода оценивается по сравнению с базовым вариантом, предусматривающим менее (более) плотную, рациональную систему размещения скважин.

В процессе разработки месторождений, как при базовом методе, так и с применением МУН, может осуществляться комплекс дополнительных мероприятий по повышению эффективности работы скважин и пластов

(единичные обработки призабойных зон, изменение давления нагнетания и отбора, бурения дополнительных скважин и т.д.) которые являются составной частью процесса разработки объекта. Поэтому разделять эффективность от их применения и применения МУН не следует.

В случае если разработка месторождения (объекта) базовым методом завершена и после этого было начато применение МУН, то вся последующая добыча относится за счет МУН.

На месторождении для повышения нефтеотдачи пластов используется в основном два метода: КИВ - кислотно-имплозионное воздействие и УДВ - ударно-депрессионное воздействие. С начала применения метода было обработано 88 скважин : 62 скважины - КИВ с дополнительной добычей - 29,9 тыс.тонн и УДВ- 26 скважин с дополнительной добычей 9,8 тыс.тонн. Методы увеличения нефтеотдачи применяемые в ЗАО «Алойл» представлены в таблице 7.1

Таблица 7.1

Методы увеличения нефтеотдачи применяемые в ЗАО «Алойл»

Метод	Код	К-во скв/обраб	горизонт	Доп.доб,тонн	Примечание
СНПХ-9633	428	2	кизеловск	2625	исп-ся в 1999 году
Волновое воздействие	467	2	бобрик	132	исп-ся в 2001 году
		7	кизел	3839
		2	фаменск	113
		11		4084
Гипан+ж.стекло	739	1	кизел	407
Кислотно имплозионное	887
воздействие		37	кизел	115970	основной
		5	заволжск	9306	метод
		7	фаменск	7925
		11	кизел	49761
		60		182962
Ударно-депрессионное	911
воздействие		6	бобрик	29543	основной
		6	кизел	736	метод
		3	заволжск	3184
		6	фаменск	4634
		4	пашийск	7413
		1	старооск	54



8. Технико-экономические показатели вариантов разработки: капитальные вложения и эксплуатационные затраты

Эффективность рассматриваемых вариантов разработки месторождения оценивалась в соответствии с РД-153-39-007-96 и на основании методического руководства [3], отражающего деятельность предприятия в условиях рыночной экономики.

Расчеты выполнялись с учетом платежей и налогов согласно основным положениям Налогового Кодекса РФ.

Показатели экономической оценки вариантов разработки.

Эффективность капитальных .вложений оценивалась через индекс доходности (PI) и период окупаемости капитальных вложений.

Эффективность разработки оценивалась системой расчетных показателей, приведенных в РД-153-39-007-96:

чистый и дисконтированный поток денежной наличности;

эксплуатационные затраты на добычу нефти;

рентабельный срок разработки;

доход государства;

Под рентабельным понимается такой период разработки, когда текущий поток наличности положителен, и накопленный дисконтированный поток наличности предприятия возрастает до своего максимума в последний год рентабельной добычи.

Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Алексеевское месторождение находится в разработке с 1978г. По имеющимся фактическим данным экономической службой ОАО “АЛОЙЛ” на 01.09.2006 определены стоимости пунктов капитальных вложений, приведенные в таблице

Расчет эксплуатационных затрат производился в соответствии с “Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений”, утвержденным Минтопэнерго в 1996г (РД 153-39-007-96).

Нормативы, предусмотренные РД и использованные при расчетах, а также необходимые фактические значения пунктов эксплуатационных затрат также представлены в таблице

В капитальных вложениях предусмотрены природоохранные мероприятия, которые обеспечиваются отчислениями в размере 15 % от стоимости НПС. Эти отчисления обеспечивают за проектный срок полное покрытие расходов на рекультивацию земель, организацию мониторинга окружающей среды и другие мероприятия, предусмотренные главой 6.

При расчете эксплуатационных затрат предусмотрены расходы на очистку призабойной зоны скважин и применение методов увеличения нефтеотдачи. Так как стоимость операций колеблется в ценовом диапазоне от 180 до 600 тыс.руб/скв.операцию, в расчетах использована средняя в размере 380 тыс.руб/скв.операцию.

Заложены затраты на ремонт скважин, на перевод скважин и отчисления на ликвидацию выбывающих скважин.

Амортизационные отчисления определены по приведенным нормам амортизации .

Налоговая система.

Экономическая оценка выполнена с учетом платежей и налогов по действующей системе налогообложения. Нормативы отчисления платежей и налогов приведены в таблице 8.2. согласно Налоговому Кодексу.

Расчет налогов произведен с учетом того, что средняя цена на нефть марки Urals на мировых рынках по итогам мониторинга в сентябре-октябре 2006 года сложилась в размере 56,93 долл./барр.

Налог на добычу полезных ископаемых. Налоговая база при добыче нефти определена как добытое подготовленное количество нефти.

Налоговая ставка равна 419 руб/т, и применяется с коэффициентом динамики Кц и коэффициентом выработанности Кв.

Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), определяется путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта Urals, выраженного в долларах США, за баррель (Ц), уменьшенного на 9, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, и деления на 261:

Кц = (Ц - 9) *Р/261

При Ц=56,93 долл./барр, Р=26.50 руб/долл, Кц=(56.93-9)*26.50/261=4.8665

Степень выработанности запасов определяется с использованием прямого метода учета количества добытой нефти как отношение накопленной добычи нефти к извлекаемым запасам. Так как извлекаемые запасы подсчитаны в настоящем отчете по КИН согласно варианта 3, результат степень выработанности определяется как 1474.6/8834.4=0.1669, и коэффициент Кв принимается равным 1.

Налоговая ставка составит 2039руб/т.

Условия реализации нефти месторождения предусматривают реализацию за рубежом, поэтому предусмотрена таможенная пошлина, размер которой с 1 декабря 2006г. устанавливается в размере 180,7 долл./т

Источники финансирования.

Источником финансирования является чистая прибыль предприятия, реинвестированная в производство.

Технико-экономический анализ расчетных вариантов.

Результаты экономических расчетов по имеющимся в проекте вариантам разработки представлены в таблицах

Расчеты проведены при цене нефти на внутреннем рынке 4883 руб/т.

В таблице 8.1 приведено сопоставление основных показателей вариантов разработки.



Таблица 8.1

Сопоставление основных показателей по вариантам разработки

Показатели	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
Проектный уровень добычи нефти, тыс.т./год	199.1	307.0	320.0
Проектное календарное время разработки, годы	2007 - 2081	2007 - 2084	2007 - 2080
Проектный срок разработки, годы	2007 - 2026	2007 - 2026	2007 - 2026
Накопленная добыча нефти за проектный срок разработки, тыс.т	3337	4591	5239
Накопленная добыча нефти за весь срок разработки, тыс.т:	6340	7706	9242
Накопленная добыча жидкости за весь срок разработки, тыс.т:	31504	43131	44245
Среднегодов. обводненность к концу разработки, %	98.5	98.5	98.5
Коэффициент извлечения нефти за 20 лет, д.ед.	0.144	0.181	0.200
Коэффициент нефтеизвлечения за весь срок разработки	0.189	0.230	0.276
Фонд экспл. скважин за весь срок разработки всего, шт.	182	277	298
в том числе: добывающих	171	253	277
нагнетательных	11	24	21
Фонд экспл. скважин для бурения всего, шт.	59	154	175
в том числе: добывающих	45	121	140
нагнетательных	9	22	19
Выручка от реализации (с НДС) за пр.срок разработки, млн.руб	23391	32190	36731
Капвложения за проектный срок разработки, всего, млн.руб	965	2304	2331
Эксплуатац.затраты (всего) за проектный срок разработки, млн.руб	15614	20854	22310
Чистая прибыль (дисконт) за проектный срок разработки, всего, млн.руб	158	484	1144
Интегр. поток наличности за проектный срок разработки, всего, млн.руб	387	501	1922
Интегр. поток наличности(диск.) за пр. срок разработки, всего, млн.руб	443	313	773
Индекс доходности за проектный срок разработки, ед	1.65	1.19	1.48
Окупаемость кап.вложений, годы	первый год	2	2
Доход государства млн.руб	15217	21160	24135
Себестоимость 1т нефти за весь срок разработки, руб.	4680	4542	2803
Себестоимость 1т нефти за рентаб.срок разработки, руб.	3937	3719	3665
Рентабельный срок разработки, лет	5	9	12

Таблица 8.2

Исходные данные для расчета экономических показателей разработки.

Показатели	Значения
Цена реализации:
нефти на внутреннем рынке (с НДС), руб/т	4883
нефти на внешнем рынке, US$/т	385
Платежи и налоги
НДС на внутреннем рынке и СНГ, %	18
налог на добычу полезных ископаемых
с 2007г, %	2039
налог на имущество, %	2.2
налог на прибыль, %	24
страхование, %	0.3
единый социальный налог %	26.3
плата за землю, тыс.руб./доб.скв.	0.27
Капитальные вложения
Стоимость 1 м проходки верт.скважин, руб/м	6259
Стоимость 1 м проходки гор.скважин, руб/м	8125
Оборуд., не вход.в сметы для нефтедобычи, тыс.руб/скв.	1107
Сбор и транспорт нефти и газа, тыс.руб/доб.скв.	842
Заводнение нефтяных пластов, тыс.руб/нагн.скв.	2100
Электроснабжение и связь, тыс.руб/скв.	212.0
Комплексная автоматизация, тыс.руб/скв.	283
Уд.кап.влож. в промводоснабжение,т.руб/доб.скв.	381
Технологическая подготовка нефти , тыс.руб/тонну прироста добычи	95
Прочие объекты и затраты (доля от расходов на пром.об-во)	0.1
Природоохранные мероприятия, % от НПС	10
Эксплуатационные затраты
Обслуживание доб. скв, тыс.руб/скв.	849.4
Обслуживание нагнет скв тыс.руб/скв.	821.3
Технологическая подготовка нефти, руб/т.жидк.	29.5
Сбор и транспорт нефти, руб/т.нефти	29.88
Стоимость 1 кВт-часа э/э, руб	1.4
Стоимость воды, руб/м3	3.147
Стоимость ремонта доб.скв., тыс.р/скв	45.2
Затраты на ликвид., тыс.руб/скв.	500
Затраты кап.ремонт по скв., тыс.руб/скв.	219.5
Затраты на ввод из консервацию скв., тыс.руб/скв.	230
Дополнительные данные
Затраты на проведение МУН:	380
Уд.расхож э/эн. при добыче нефти, кВт-ч/т.жидк	20.7
Уд.расход э/эн. на закачку воды, кВт-ч/м3	76.04
удельн. числен.ППП на 1 доб нефт.скв.дейст.фонда, чел.	0.47
среднемесячная зарплата на 1 чел ППП. тыс.руб	14.00
Транспортировка при эксплуатации, руб/тонну жидкости	69.88
Стоимость основных фондов на 1.06.2005г, тыс.руб	924083
в т.ч. скважин	686034
прочих фондов	238049
Норма амортиз.отчисл., скв., %	8.2
Норма аморт.отчисл. прочих фондов, %	6.7
Транспортные расходы при экспорте нефти, долл./т	9.53
Экспортная пошлина, $/т	180.7
Страховка риска экол. ущерба, руб/т	33.8
доля нефти на экспорт, дальнее зарубежье, %	40
Норматив приведения разновременных затрат	1.1
курс доллара, (Р)руб/$.	26.5

Результаты расчетов показывают, что в одинаковых технико-экономических условиях, отраженных в таблице, варианты 2 и 3 имеют преимущество, и могут быть рекомендованы к реализации.

Благодаря потенциалу действующих на сегодня добывающих скважин капвложения окупаются за два года и добыча нефти на месторождении остается рентабельной, несмотря на высокую обводненность продукции, по всем вариантам в течение 15 лет.

Для оценки эффективности собственно капитальных вложений проведен расчет условного варианта 3- с учетом продукции только новых скважин. В этом случае окупаемость капвложений достигается только на 9 год.



9.Охрана труда и окружающей среды на предприятиях

Разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться в соответствии с Основами законодательства республики о недрах, Основами водного законодательства и Водного кодекса РФ, действующим положением о Госгортехнадзоре по усилению охраны природы и улучшению использования природных ресурсов при строгом соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

На распространение очагов загрязнения влияет ряд факторов:

- физико-географические условия;

- геолого-гидрогеологические особенности;

- размещение нефтепромысловых сооружений и их состояние;

- особенности разработки нефтеносных объектов и др.

На всех этапах геологоразведочных работ на месторождении выполнялись следующие мероприятия по охране природы.

Отвод земель под буровые и подъездные пути к скважинам осуществлялся на основании разрешений, выдаваемых ежегодно ОАО “Татнефть” и Советом министров РТ. Работы проводились только с согласия землепользователей.

Скважины, в основном, бурились на воде, продуктивные пласты вскрывлись на качественном глинистом растворе, параметры которого соответствовали ГТН.

Перфорация эксплуатационной колонны производилась по истечении срока ожидания затвердевания цемента, определенного по данным анализа.

Контроль за воздействием на окружающую среду

На нефтепромысловых объектах необходимо осуществлять мероприятия контроля состояния окружающей среды.

Атмосферный воздух. Организация наблюдений уровня загрязнения атмосферы в городах и населенных пунктах проводятся в соответствие с ГОСТ 17.2.3.01-86 “Охраны природы”.

Рекомендуется создать посты наблюдения за состоянием атмосферного воздуха на территории месторождения, в окружающих населенных пунктах и на всех вновь строящихся крупных нефтепромысловых объектах.

Периодичность контроля в деревнях - 1 - 2 раза в месяц.

Поверхностные и подземные воды. Наблюдение состояния поверхностных водоемов на территории месторождения проводится в соответствии с приказом АО “Татнефть” № 26 от 17.01.1986г.

На территории месторождения рекомендуется создать пост для ежеквартального контроля. Одновременно рекомендуется проводить наблюдение за подземными водами питьевого назначения.

Почва. Основными компонентами загрязнения почвы в нефтедобывающей промышленности являются нефтепродукты, хлориды натрия и кальция. Контроль состояния почв на территории месторождения проводится совместно с представителями хозяйств района в весеннее время. Выявленные загрязненные участки восстанавливаются силами компании. Контрольные пункты наблюдения располагаются на местах аварийных разливов нефтепродуктов и промысловых сточных вод. Периодичность наблюдения в пунктах загрязнения - 2 раза в год “весной и осенью”.

Охрана окружающей среды и рациональное использование недр

Источниками загрязнения при строительстве и эксплуатации нефтепромысловых объектов являются газогенераторные установки, нагревательные котлы, факельные свечи, дизельные установки, оборудование для сбора нефти, газа и конденсата, технологические и товарные резервуары. Основные загрязняющие вещества - выброс двуокиси азота, окиси углерода, сажи от сгорания нефти и природного газа. Источниками загрязнения окружающей среды также являются утечки в уплотнениях и соединениях технологических аппаратов, агрегатах ЦПС, ДНС (сепараторы, газосепараторы, насосные блоки), в линейных трубопроводах, арматуре обвязки скважин, замерных устройствах на кустах скважин, дренажных емкостей.

Перечень мероприятий, направленных на рациональное использование недр с соблюдением охраны недр и окружающей среды.

Охрана атмосферного воздуха. Рекомендуется осуществлять следующие мероприятия:

Соблюдение регламента и правил технической эксплуатации всей системы сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды.

На установках сбора, подготовки нефти, газа и воды осуществлять полное использование нефтяного газа.

На скважинах, оборудованных станками - качалками, необходимо установить устьевые сальники высокого давления.

Внедрение системы улавливания легких фракций.

Ликвидацию временных земельных амбаров, парафиновых ям, открытых очистных сооружений на промыслах.

Нейтрализацию сероводорода в выбросах из водяных резервуаров, при бурении и ремонте скважин.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе составляют:

Загрязнитель	ПДК в рабочей зоне мг/м3	ПДК в населенном пункте мг/м3
Сероводород	3	0,008
Сернистый ангидрид	10	0,05
Углеводороды	300	5,0

Охрана водных ресурсов. При бурении скважин рекомендуется:

1. Провести гидроизоляцию на каждом кусте, под буровой площадкой и при вышечных сооружениях, дна и стенок амбара.

2. Все скважины бурить за пределами санитарно - защитных зон, населенных пунктов, ручьев, рек.

3. Применять на буровой замкнутую систему водоснабжения.

4. При бурении одиночных скважин использовать герметичные циркуляционные системы и металлические емкости с последующей утилизацией жидких и твердых отходов.

5. Буровые растворы использовать с экологически чистыми добавками типа ДСБ-4Т.

6. Буровой глинистый раствор после бурения первой скважины на кусте использовать в строительстве следующих скважин.

7. Если невозможно восстановить технологические параметры глинистого раствора для производства буровых работ, тогда этот раствор совместно с выбуренной породой закачивают в поглощающие горизонты в качестве тампонажного материала и инертного наполнителя в строительстве следующих скважин куста.

8. В особых условиях с помощью гидроразрыва создается зона поглощения для утилизации материалов бурения.

9. Производить крепление скважин дополнительной колонной в интервале пресных подземных вод, особенно в зонах питания родников и артезианских вод.

При эксплуатации поверхностных нефтепромысловых сооружений рекомендуется:

1. Вынести все нефтепромысловые объекты за границу населенных пунктов и за пределы санитарных зон.

2. Использовать герметичные емкости и поддоны при проведении ремонтных работ на скважинах.

3. Использовать насосы и запорно-регулировочную арматуру в антикоррозийном исполнении.

4. Проводить своевременный ремонт и замену нефтепроводов и водопроводов с использованием антикоррозийных труб и эффективных ингибиторов коррозии.

При эксплуатации подземных нефтяных сооружений рекомендуется проводить следующие мероприятия:

1. В строящихся скважинах, независимо от их назначения, обеспечить обязательный подъем цемента за кондуктором и эксплуатационной колонной до устья.

2. Проводить утилизацию добываемых пластовых вод через системы поддержания пластового давления.

3. Систематически проводить геофизические исследования по выявлению технического состояния эксплуатационных колонн и наличия заколонных перетоков (не реже 1 раза в год).

4. В пьезометрических скважинах проводить периодические замеры пластовых давлений и отбор проб воды.

5. Переводить нагнетательные скважины для закачки сточных вод, расположенных в зоне питания основных родников, под закачку пресной воды.

6. Вести наблюдение за состоянием поверхностных вод (рек, ручьев, водоемов) и проводить анализ проб воды на содержание нефтепродуктов и солей (не реже 1 раза в месяц).

7. Проводить наблюдение за качеством пресных подземных вод и родников, колодцев, артезианских и специальных режимных скважин (с периодичностью до 1 раза в месяц).

Предельно допустимые концентрации для вод хозяйственно-бытового и рыбохозяйственного назначения (ГОСТ 2874-82 “Вода питьевая”) следующие:

Наименование	Показатель
PH	6,0-9,0
Хлориды (основной показатель загрязнения) мг/л	350
Минерализация (сухой остаток) мг/л	1000

Для охраны земель рекомендуется:

Предотвращать попадание в почву различных химических реагентов

( ПАВ, щелочей, кислот и др.) в технологических процессах.

2. Предотвращение коррозионного износа нефтяных коммуникаций, использование новых покрытий, осложняющих накопление асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО), новые методы удаления АСПО и использование новых материалов для повышения качества наружной изоляции.

3. Сокращать размеры земельных участков под строительство объектов за счет применения прогрессивных методов строительства комплексных блочных установок для кустового бурения.

4. Содержать в исправности обваловки для куста скважин, резервуаров и очистных сооружений.

5. Производить отбор грунта для анализа на загрязненных участках нефтью и солеными водами.

6.Производить рекультивацию земель, загрязненных нефтью, согласно РД 39-0147103-305-86 “Инструкция по рекультивации земель загрязненных нефтью”.



10.Литература

1.Отчет по договору «Анализ разработки Алексеевского месторождения». Геологический отчет ЗАО «АЛОЙЛ».

2.Желтов Ю.П Разработка нефтяных месторождений. М.Недра 1986.

3.Гафаров Ш.А., Гафарова З.Р. Методические указания к оформлению курсовых и дипломных проектов и работ для студентов специальности 0906- «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений». -Уфа: УГНТУ, 1998.-47с.

4.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Гиматутдинов Ш.К., Борисов Ю.П. и др. М., Недра., 1983

Размещено на Allbest.ru